第三发电厂项目零能耗脱硫系统项目总结报告

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2019-03-15
简介
零能耗脱硫系统项目工程将建设2 台100 万千瓦级超超临界燃煤发电机组,同步安装烟气脱硫装置, 并在一台机组上安装烟气脱硝装置。工程新建3.5 万吨级(兼顾5 万吨级)卸煤码头泊位l 座,设计年通过能力420 万吨,工程动态总投资93.2 亿元。外高桥电厂三期扩建工程的建设将进一步满足上海的用电需求,优化上海电网电源结构,提升我国百万千瓦级发电设备自主设计和制造能力,提高我国燃煤发电的环保水平。本技术通过对烟气脱硫系统进行优化,实现充分利用锅炉烟气余热加热回热系统凝结水做功并降低排烟温度,有效提高锅炉运行的热经济性,大大节约机组的发电煤耗和水耗,同时在单侧增压风机上增加旁路,在机组低负荷情况下采用旁路运行方式,大大降低厂用电量。该技术推广后,对于高耗能、高耗水的火力发电企业将带来显著的经济、社会、环境效益。其详细内容,请阅读文章!

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第一章总论1.1技术名称零能耗烟气脱硫系统设计技术1.2技术申报单位单位名称:上海外高桥第三发电有限责任公司单位地址:上海市海徐路1281号法定代表人:徐国宝1.3工程背景介绍上海外高桥电厂三期扩建工程是国家核准的继浙江华能玉环、山东邹县、江苏泰州电厂后第4个百万千瓦级超超临界机组项目,是“十一五”期间上海市内电源建设的重点,于2006年2月16日正式开工建设,工程将建设2台100万千瓦级超超临界燃煤发电机组,同步安装烟气脱硫装置,并在一台机组上安装烟气脱硝装置。工程新建3.5万吨级(兼顾5万吨级)卸煤码头泊位l座,设计年通过能力420万吨。工程动态总投资93.2亿元,项目资本金18.6亿元由申能股份有限公司、上海电力股份有限公司、国电电力发展股份有限公司分别按40%、30%和30%的比例出资,资本金以外所需资金由中国建设银行贷款解决,两台机组计划于2008年3月和2008年6月份投产发电。.外高桥电厂三期工程建成投产后,与外高桥电厂一期工程装机容量4*300MW(亚临界国产引进型机组,锅炉由上海锅炉厂供应,汽轮机由上海汽轮机厂供货,1992年开工建设,1998年全部建成投产),外高桥电厂二期工程装机容量2x900MW(超临界进口机组,锅炉由ALSTOM/EVT公司供货,汽轮机由SIEMENS公司供货,两台机组分别于2004年4月和9月投入商业运行)一起,上海外高桥电厂将总计拥有装机容量500万千瓦,成为中国最大的火力发电基地之一。3与外高桥电厂二期工程相对高效的900MW超临界机组相比,外高桥电厂三期工程1000MW超超临界燃煤机组效率、机组参数和环保指标将进一步提高,热效率要提高1.2%,设计供电煤耗为284克/千瓦时,达到二十一世纪国际先进水平,不仅提供了巨大的电能资源,同时也将节约大量煤炭资源,大大减少火力发电对环境的污染,同时,1000MW超超临界燃煤机组电厂可节水800-1000吨/小时,为我国电力行业步入可持续发展阶段起到了表率作用。外高桥电厂三期扩建工程的建设将进一步满足上海的用电需求,优化上海电网电源结构,提升我国百万千瓦级发电设备自主设计和制造能力,提高我国燃煤发电的环保水平。1.4技术的示范意义l、本技术通过对烟气脱硫系统进行优化,实现充分利用锅炉烟气余热加热回热系统凝结水做功并降低排烟温度,有效提高锅炉运行的热经济性,大大节约机组的发电煤耗和水耗,同时在单侧增压风机上增加旁路,在机组低负荷情况下采用旁路运行方式,大大降低厂用电量。该技术推广后,对于高耗能、高耗水的火力发电企业将带来显著的经济、社会、环境效益。2、本项目是在目前国内最为先进、单机容量最大、运行参数最高的1000MW超超临界燃煤发电机组上进行的重大调整,反映了上海外高桥第三发电有限责任公司的雄厚技术实力和强烈的创新意识。3、本项目地处中国经济的龙头—上海,在建设资源节约型和环境友好型社会的倡导下,对于各行业技术进步、节能降耗、节水具有重要的宣传作用、带动作用和表率作用。4、本项目符合国家发展改革委提出的“突出重点、注重示范、企业综合实力较强、前期工作扎实、社会效益和环境效益明显”等要求,符合国家和上海市的产业发展导向,符合节能、省地、节水和污染排放少等要求。4第二章技术背景和同技术领域国内、外发展现状2.1技术背景2.1.1当前的脱硫形势与背景:我国是一个以煤炭为主要能源的国家,而其中电力用煤在煤炭消费中的地位最为重要,其消耗量约占到全国煤炭消耗量的61%左右。煤炭消耗的直接后果是SO2气体的大量排放。国家环保总局2007年进行监测的340个城市中有64个城市位于S02污染控制区,超过三级的城市比例占35.9%,比上年增加7.8%。有116个城市位于酸雨控制区,S02浓度达到二级标准的城市比上年减少4.5%;超过三级的城市比例比上年增加2.7%。487个市(县)的降水监测结果显示,2003年出现酸雨的城市为265个,占上报城市数的54.4%;酸雨频率大于40%的城市138个,占28.4%。与上年相比,出现酸雨的城市比例增加4.1%;酸雨频率超过40%的城市比例上升了7.2%,酸雨污染较上年加重。酸雨控制区106个城市中出现酸雨的城市95个,占89.6%。酸雨频率超过40%的城市比例为53.7%,比上年上升了6.9%.这说明S02的污染程度在逐年加重。、目前我国的电力供应形势非常紧张,2007年,全国发电装机容量再上新台阶,到2007年底,全国发电装机容量达到71822万千瓦,比上年净增加净1亿千瓦,增长15.15%。尽管大量的脱硫装置在建,但电力S02排放量不断攀升,按照目前的排放控制水平,到2020年,中国火电厂排放的S02将达到2100万t以上.如果火电厂排放的大气污染物得不到有效控制,将直接影响到中国大气环境质量的改善和电力行业的可持续发展,火电厂脱硫项目完成与否也是“十一五”计划能否实现的关键。在目前酸雨污染严重、S02排放总量居高不下的形势下,必须采取切实有效措施,强化对重点火电脱硫项目的监管度。火电厂脱硫已成为控制我国大气污染的关键。2.1.2火电厂脱硫存在的问题2000年以前,我国脱硫市场处于萌芽状态,当时都是国外公司直接总承包。52000年后国内大量公司引进国外脱硫技术,从而掀起了脱硫的热潮。到2004年底,全国电力行业己投产的脱硫装置2682万千瓦(包括循环床锅炉脱硫)。但2004年和2005年投产的火电机组绝大多数没有安装脱硫装置,这是近年来电力S02排放只升不降的主要原因。能与主机同步投运的脱硫装置在2007年前后才开始大量投产。从脱硫技术来看,除了循环床锅炉的炉内脱硫外,主要有石灰石(石灰)—石膏湿法、石灰循环干法、海水法、氨法、电子束法、水膜湿法,其中90%以上为石灰石—石膏湿法,脱硫率一般在95%以上。从运行情况来看,石灰石—石膏湿法的厂的脱硫率最高,也最可靠,但投资和运行成本最高。石灰循环干法的脱硫率也可以达到90%,投资和运行成本较低,但运行稳定性不好。从脱硫机组容量来看,已经有台山电厂、定州电厂、后石电厂等一大批60万千瓦的脱硫机组投入运行,30万千瓦机组则更多,已达40多台。这些脱硫装置的运行,使我国脱硫工程的整体水平有了大幅度的提高。大量排放二氧化硫所带来的严重环境危害人们已感受至深。毋容置疑,国家对于燃煤电厂要实施“硬性”脱硫,已是大势所趋,环境迫须!火电厂二氧化硫控制的根本途径为烟气脱硫。应当看到,燃煤火电厂实施脱硫的成效是显著的.但是所需要投入的成本却是数以亿计之巨大。从脱硫的技术经济性角度来说,火电厂脱硫不仅要考虑技术上可行,同时还要考虑国家和企业及社会经济承受能力.国外发达国家成功应用烟气脱硫技术解决了S02污染问题,但他们实行的是高投入高消耗解决S02污染的模式.平均而言,湿式石灰石—石膏法投资占电厂投资的比例最高,约为16%,最低的是炉内喷钙尾部增湿工艺,只占5%;每脱ltS02的运行成本,湿法为1100元左右,干法/半干法为800元左右。电厂脱硫将造成电力生产成本的提高,机组安装湿式FGD后的单位发电成本要增加0.02-0.03元/1(Kw·h),安装干式FGD后的单位发电成本要增加0.01-0.02元/(Kw·h)。此外,脱硫系统使电厂的运行费用大幅度增加,采用湿法脱硫的每千瓦平均增加发电成本5.3厘一5.9厘。从环保角度来说,目前我国的排污费征收标准过低。企业总会在排污费环保执法是否严格和投资新建脱硫设备之间进行成本孰低比较。数据表明,目前排污费征收标准过低、而投资新建脱硫设备的成本最高,且还本付息年限太长。以上这些因素大大影响了企业的经济效益。火电厂为脱硫所作的投入不能产生6直接的经济效益而产生的只是环境效益与社会效益。由此可见,一边是我国燃煤火电厂脱硫任重而道远,一边是火电厂实施烟气脱硫遭堪巨大的资金与成本之困。这样一来,一些还不落实烟气脱硫的火电厂无疑占着巨大的投资与成本的便宜,这对实施烟气脱硫的火电厂的积极性来说,无疑是一个巨大的打击。另外,根据国家发改委的政策,新投产配套脱硫设备的发电机组有每度0.015元的补贴,但对于一些投产年数较长的老机组显然是无法享受此项补贴待遇,所以,在电力紧缺的今天,老火电厂烟气脱硫改造碰上了政策“颈瓶”;各火力发电厂之间又遭遇因实施烟气脱硫导致增加投人致使成本猛增与不实施不用投人且占成本之利等“有失公平”的不利因素。我国从70年代开始引进国外烟气脱硫成套装置,但到目前为止,却仅有不到1%装机容量的火力电厂和少数中小型锅炉实施烟气脱硫。因为火电厂S02控制设计涉及到法规、政策、技术、产业化、管理等诸多方面,是一项巨大的系统工程,我国火电厂S02控制中存在的问题是多方面的也是多层次的。从目前的脱硫形势来看,可以预见,对越来越多的火电厂实施烟气脱硫任务越来越紧迫了。面对当前脱硫形势如此窘迫的境地一火电厂脱硫的社会和环保意义与经济效益背道而驰,要求我们不得不从脱硫系统本身出发,寻找系统中节能降耗的突破点,本技术就是在目前这样的环境之下应运而生的。2.1.3技术路线简介一般来说,锅炉烟气湿法脱硫工艺需要将锅炉排烟(原烟气)降到50度左右进入脱硫塔脱硫,脱硫后烟气(净烟气)需要加热到80度以上,通过烟囱排放。为节约能源,脱硫系统一般都增设了GGH换热器回收原烟气热量以加热净烟气,使其达到排放要求。若进入吸收塔前的烟气温度以125℃计,这种传统的烟气再热方法实际上意味着脱硫系统白白浪费了烟气从80℃-125℃这一区域的热量而未加以任何利用。由锅炉热力计算可知,排烟温度每上升20℃,锅炉就要损失约1%的热效率,也就是说若能对这45℃温差的烟气热量加以利用则锅炉的效率至少能提高2%以上,换算成机组总效率则能提高约0.8%-0.9%,若将这块从脱硫烟气中获得的利益反过来弥补脱硫系统本身的能耗,就能大大降低脱硫的运行费用,使脱硫系统达到低能耗甚至零能耗运行,这将大大提高火电厂加装脱硫系7统的积极性。它带,来的环保效益、社会效益甚至是经济效益都是无法估量的。增压风机是脱硫系统的用能大户,以一台百万千瓦等级发电机组为例,当FGD脱硫率为95%时,整个脱硫系统全部功耗为8465kw,而其中增压风机的相应功耗为3177kw,占FGD全部功耗的37.5%;如果不考虑石灰石制备系统,上述比例将更高。因此如何合理的设计和使用增压风机能达到节能降耗的效果对降低脱硫系统的运行费用同样有积极作用。2.2技术来源2.2.1烟气余热回收利用排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失,我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都超过设计值较多。为了减少排烟损失,降低排烟二温度,节约能源,提高电厂的经济性,凝结水在低温省煤器(也称低压省煤器)内吸收排烟热量,降低排烟温度,自身被加热、升高温度,后再返回汽轮机低压加热器系统,代替部分低压加热器的作用,是汽轮机热力系统的一个组成部分。低温省煤器将节省部分汽轮机的回热抽汽,在汽轮机进汽量不变的情况下,节省的抽汽从抽汽口返回汽轮机继续膨胀做功,因此,在燃料消耗量不变的情况下,可获得更多的发电量。图2.1低温省煤器系统图图2.1是低温省煤器的系统连接示意。通常从某个低压加热器引出部分或全部冷凝水,送往锅炉尾部的低温省煤器。凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量,降低排烟温度,而自身却被加热、升高温度后再返回低压加热器系统。这样的低温8省煤器,其系统串联在加热器回路之中,代替部分低压加热器的作用,是汽轮机热系统的一个组成部分。这是低压省煤器的最大特点,也是它不同于一般省煤器和回收排烟热量的余热锅炉之处。低温省煤器将排挤部分汽轮机的回热抽汽,在汽轮机进汽量不变的情况下,该排挤抽汽将从抽汽口返回汽轮机继续膨胀做功。本技术是将传统的低温省煤器技术应用于烟气脱硫系统的延伸,它既保留了低温省煤器的部分特质,同时又对传统低温省煤器系统进行了很大的改进,将本技术应用于脱硫系统后,不但能大大提高机组的经济性,还能将脱硫吸收塔内的工业水使用量降低40%以上。该技术推广后,将大大提高火电厂加装脱硫系统的积极性,带来显著的经济、社会、环境效益。2.2.2脱硫辅机优化运行目前国内大型机组FGD系统增压风机的设置方式通常有两种,即一炉一机和一炉两机。在前一种情况下,若采用静调风机,其叶轮直径一般大于5米,存在体积太大、运输不便等问题,因此不建议采用单台静调增压风机。而若每台锅炉设置一台动调风机用作增压风机,国内厂家均没有这种大型动调风机的设计经验和运行业绩,其转子必须进口,从而使得该方案的设备初投资较大。目前国内一些600MW机组采用这个方案的项目,其FGD增压风机无一例外均为进口转子。本项目所适用的脱硫系统增压风机是常规配置,每台机组各配备两台(2*50%)动调增压风机与两台(2*50%)静调引风机,单台引风机和增压风机串联连接后并列运行。由于增压风机和引风机的作用实质上都是为风烟系统提供动力,其工作原理是完全一致的。因此在引风机裕量足够的工况下,完全可以取代增压风机为脱硫烟气提供动力。在许多评估中风机功耗是按在BMCR工况点的功耗进行的,但这与实际情况相差较大,电厂不可能一直在100%BMCR工况点下连续运行,更多的是在40%~93%BMCR工况范围内满足调峰的要求。当机组在较低负荷工况下运行时,整个烟气系统的阻力会随着烟气流量的减小而大大减小,此时只需单台引风机运行就完全可以满足克服烟气系统阻力的要求。在这种情况下,若按常规做法将两台引风机和两台增压风机全开,不仅会白白耗费电能,而且会因为烟气流量过小使得风机处于危险区域工作,影响设备的安全性。92.3同技术领域国内、外发展现状2.3.1传统低温省煤器的应用锅炉排烟设计温度一般为125℃左右,但由于受燃料特性改变及运行环境变化,锅炉实际运行排烟温度也将会改变。虽然加装低温省煤器后烟气阻力有所上升,但是烟气阻力的耗电量还不到节约成本的10%,因此低温省煤器能有效的提高锅炉效率、节约能源,减少生产成本,具有较好的应用背景。目前在国内已有不少电厂进行了低温省煤器的安装和改造工作。以山东某发电厂为例,电厂两台容量100MW发电机组所配锅炉是武汉锅炉厂设计制造的WGZ410/100-10型燃煤锅炉,由于燃用煤种含硫量较高,且锅炉尾部受热面积灰、腐蚀和漏风严重,锅炉排烟温度高达170℃,为了降低排烟温度,提高机组的运行经济性,在尾部加装了低温省煤器。低温省煤器系统布置图如下:图2.2山东某电厂低压省煤器系统连接图该电厂在投用了此低温省煤器后,锅炉效率提高了0.698%,发电煤耗下降了2.59克/度,全年节约标准煤3626吨。经济效益明显。10通辽发电总厂的一台哈尔滨锅炉厂生产的HG一670/140一HM12型超高压自然循环煤粉炉和吉林晖春发电厂一台41Ot/h燃煤锅炉煤粉锅炉都进行过低温省煤器的改造,改造后锅炉排烟温度明显降低,显著提高了全厂热经济性指标,达到节煤、降耗的目的。在国外,此类用以回收烟气热量烟气冷却器同样较早就得到了应用。起先,苏联为了减少排烟损失而改装锅炉机组时,在锅炉对流竖井的下部装设低温省煤器供加热热网水之用。对于近期发展起来的超超临界发电机组而言,同样也能找到此类换热器的痕迹,德国SchwarzePumPe电厂2x800MW褐煤发电机组在静电除尘器后加装了烟气冷却器,利用烟气加热锅炉给水,其原理同低温省煤器一致。德国科隆Nideraussem1000MW级褐煤发电机组采用分隔烟道系统充分降低排烟温度,把低温省煤器加装在空气预热器的旁通烟道中,在烟气热量足够的前提下引入部分烟气到旁通烟道内加热锅炉给水。低温省煤器尽管在国内和国外己经有运用业绩,但上述的例子中我们不难发现,加装前锅炉排烟温度较高(均达到170℃左右),而加装后排烟温度仍处于较高的温度(我们认为主要受制于煤的含硫量较高,另外受材料性价比的约束),因此,设计难度和对管材的要求都不高。外高桥三期根据工程实际情况:锅炉设计排烟温度不可能很高(只有125℃左右),已接近于烟气露点温度,管壁的温度更加是远在露点温度以下,在这种工作环境下进行烟气热量回收的难度不可同言而语,因此我们必须解决重点管材的低温腐蚀和堵灰问题。112.3.2烟气露点温度计算煤中硫在燃烧过程中产生S02,当含有S02的烟气进入烟道时,其中一部分会转化成S03,并与烟气中的水蒸汽结合生成H2S04蒸汽,显著提高烟气的露点温度,在低温金属表面上凝结形成HZSO4溶液,与碱性灰反应,也与金属反应,腐蚀金属。由于经常发生在锅炉的低温受热面上,故称低温腐蚀。凝结在管壁上的硫酸不仅使金属管材发生腐蚀,还会粘附烟气中的飞灰,并发生一系列复杂的物理―化学反应,形成“水泥状”物质,使管壁上的积灰变硬,从而加重钢管受热面的积灰和堵灰。同时壳体的腐蚀会造成破损与漏水,从而使烟气温度进一步降低,腐蚀进一步加剧,造成恶性循环,缩短设备的使用寿命。为了有效地防止低温腐蚀的发生,以确定锅炉低温受热面的壁温和锅炉的运行条件,必须计算出硫酸蒸汽的酸露点温度。目前见之于国内常用的酸露点计算公式和图表有十几种之多,本文针对几种常用的计算公式对锅炉的设计煤种进行烟气的酸露点计算。12由上表可知,采用不同的酸露点计算公式,所得出的结果相差很大。一般来说,对于含硫量在0.5-0.6左右的煤种,烟气的酸露点温度在90℃-120℃之间,而准确的数值则应该通过实验测量所得。2.3.3有限腐蚀的低温省煤器系统一般来说,只要保证低温受热面金属壁温度高出烟气露点温度10℃左右,就能避免产生低温腐蚀,堵灰也将得到改善。根据这个原理,在热力系统上选择一个比烟气露点温度高10℃左右的地点,作为低压省煤器进水的水源引出点。由于低温省煤器水侧放热系数远较烟气侧大,因而其冷端金属壁温近似等于进口水温。所以,选择低温省煤器的最低壁温超过烟气露点温度10℃左右,从而达到13防止低温省煤器腐蚀和堵灰的目的。这种热力防腐方法的优点是防腐效果较佳,缺点是排烟余热充分利用存有困难。因为,低温省煤器进水温度己达到烟气露点温度,再加上省煤器冷端传热端差30-40℃,结果就使低温省煤器出口烟温较高,影响排烟余热利用的程度,限制了低温省煤器的应用范围。为了克服这些缺点,可以采用有限腐蚀速率的低温省煤器系统。如下图所示:顺着烟气的流向,当受热面壁温达到露点时,硫酸蒸汽开始凝结,此时虽壁温较高,但凝结酸量较少,且酸浓度亦高,故腐蚀速度较低。随着壁温降低,硫酸凝结量逐渐增多,浓度却降低,腐蚀速度不断加大,一般到壁温在120℃左右时,腐蚀速度最大,随着壁温继续降低,凝结酸量减少,硫酸浓度也降至较弱腐蚀浓度区,此时腐蚀速度减小,但当壁温降至水露点时,管壁上的凝结水膜会同烟气中的S02化合,生成H2SO3,产生强烈的腐蚀,腐蚀又加重。因此在低温腐蚀的情况下,金属有两个严重腐蚀区,即在酸露点以下20-45℃及水露点以下的区域,为防止锅炉受热面产生严重腐蚀,必须避开这两个严重腐蚀区,将省煤器的防腐移向两个严重腐蚀区域中间的低腐蚀区域。就是说把低温省煤器置于壁温小于105℃,但高出烟气中水蒸汽饱和温度25℃区间(前苏联标准推荐的金属壁温最小值,与欧美的推荐值接近)。金属壁温在这个区间的腐蚀速度≦0.2毫米/年,这是可以接受的腐蚀速度。欲保持低温省煤器的金属壁温在此有限腐蚀区域,所需的省煤器进水温度和返回热系统的回水温度,在各机组的热力系统中都能找到,很容易实现,系统。一种很有前途的低温省煤器系统。14第三章工艺流程和技术方案3.1设计参数本工程建设本工程建设2x1000MW超超临界燃煤发电机组同步配备烟气脱硫系统,拟在脱硫吸收塔前入口处加装脱硫烟水换热器(即烟气冷却器)吸收排烟余热,将排烟温度从125℃降低到85℃左右,提高机组的经济性,节约能源。机组主要设备参数如下:表3、1工程主要设备参数设备名称参数名称单位参数型式超超临界一次中间再热直管直流锅炉过热器蒸发量(BMCR)t/h2953过热器出口蒸汽压力(BMCR)MPa.g27.9过热器出口蒸汽温度(BMCR)℃605再热器蒸发量(BMRC)t/h2443再热器进口压力(BMRC)MPa.g6.2再热器出口压力(BMRC)MPa.g6.03再热器进口温度(BMRC)℃367再热器出口温度(BMRC)℃603锅炉排烟温度(BMRC)℃124/90(脱硫设计煤种/低温省煤器出口)127/90(脱硫校核煤种/低温省煤器出口)锅炉锅炉实际耗煤量(BMRC)t/h355.5(脱硫设计376.0(脱硫校核煤15煤种)种)数量(每台炉)2型式三室四电场除尘效率%99.8除尘器引风机出口灰尘浓度25mg/Nm3(锅炉设计煤种)38mg/Nm3(脱硫设计煤种)型式及配置(BMRC)2风量m3/s618.7风压Pa3300(#7机组),4300(#8机组)引风机电动机功率kW型式及配置(BMRC)2风量M3/s697.85电压Pa3594增压风机电动机功率kW3300烟高度M240囱材质注:如未说明,文中都是以设计煤种为准。表3、2烟气成分分析单位锅炉BMCR工况项目脱硫设计煤种脱硫校核煤种RO2Vol%13.213.4O2Vol%4.84.8N2Vol%74.174.2SO2Vol%0.0350.077H2oVol%8.07.616总烟气量Mm3/h3071414.53047994.6引风机出口烟气压力Pa0烟囱入口烟气要求压力Pa140烟囱进口温度℃503.2“零耗能”系统连接和工艺流程17(1)排烟余热利用在排烟余热利用方面,取消脱硫系统传统的GGH,改在吸收塔前加装烟水换热器,其水侧并联在回热系统第二级低压加热器上,从2号低加进口引出部分或全部冷凝水,送往烟水换热器。烟气从锅炉出来后,依次通过空气预热器、电除尘器和引风机,通过开启的脱硫入口档板进入到脱硫区域内,烟气经增压风机增压后进入到烟水换热器内。从2号低加进口引出的部分或者全部凝结水在烟水换热器内吸收排烟热量,降低排烟温度,而自身却被加热、升高温度后再返回低压加热器系统,在2号低加的出口与剩下的凝结水汇集后进入到3号低加。由于其系统并联在加热器回路之中,代替部分低压加热器的作用,是汽轮机热系统的一个组成部分。也即是说,烟气放出的这部分热量被烟水换热器利用于回热系统中,将排挤部分汽轮机的回热抽汽,减少了回热系统对低压缸的抽汽,该排挤抽汽将从抽汽口返回汽轮机继续膨胀作功,因此在机组运行条件不变、汽轮机进汽量不变的情况下有更多的蒸汽进入低压缸做功,从而提高装置的经济性。烟气在烟水换热器中降温后进入到脱硫吸收塔中进行脱硫,而后经脱硫出口档板至烟囱排放。同样,烟气也可不经过脱硫系统而直接通过脱硫旁路档板进入烟囱后排放。(2)风机运行优化在风机优化运行方面,为了实现在较低负荷下的风机高效运行,必须增加一个18增压风机的旁路烟道,在一定负荷条件下,烟气可以通过此旁路烟道绕过增压风机直接进入到烟水换热器中冷却。在正常运行情况下从引风机A和引风机B出来的烟气分别进入增压风机A和增压风机B进行增压,此时增压风机A和B的入口档板打开,关闭增压风机旁路档板。烟气通过增压风机增压后再进入烟水换热器冷却,冷却至85℃左右进入吸收塔进行脱硫,而后经过除雾器和出口挡板至烟囱排放。在低负荷运行工况时,关闭两台引风机A,B的其中一台和两台增压风机,仅维持一台引风机运行,关闭增压风机A的入口挡板和出口挡板,打开增压风机B入口档板和旁路档板,让烟气从增压风机旁路烟道中通过。考虑到在增压风机B停运的情况下增压风机B的入口档板长期处于开启状态会对风机叶片和机座等产生腐蚀,因此要求在单风机运行的情况下,始终保持增压风机B的出口档板处于较小的开启状态,给增压风机B一定的烟气通流能力,防止腐蚀。这样,旁路烟道中的烟气和少量增压风机B通道中流通的烟气汇合后进入烟气热量回收器冷却、脱硫后经烟囱排向大气。3.3烟气余热回收利用装置一烟水换热器的设计方案3.3.1管型选择设计所采用高频焊翅片管并开有齿型,与普通光管相比传热性优良,当翅片间距为10mm时,其换热面积是同种规格光管的7倍,其换热能力大大增强,能有效的把外部烟气热量传递给冷凝水。在同等换热量的情况下,采用高频焊翅片管能大大减小烟水换热器的外形尺寸和管排数,减少烟气流动阻力,而且由于翅片本身开齿,因此不容易积灰,有利于扰动和吹灰。3.3.2方案设计为了达到最佳的经济性,必须为烟水换热器水侧设定一个最佳的给水切入点。经过设计计算,决定以二级低压加热器的入口为切入点,将换热器与二级低压加热器连接,加热部分或全部流过二级低加的冷凝水,排挤低压缸抽汽,从而产生经济效益。这主要是因为虽然以一级加热器入口为切入点能增大传热温差,提高19换热效率,但是由于一加入口冷凝水温太低,管壁将产生严重的腐蚀。而以三加的入口为切入点的话,虽然提高了余热利用的能级,但是换热平均温差太小,换热效率太低。3.3.3材料选择:由于烟水换热器的进水和出水温度都比较低,因此可以确定烟水换热器是处于酸腐蚀的条件下长期工作,为了提高烟水换热器的使用寿命,选用耐腐蚀材料是抗低温腐蚀的常用方法。玻璃管虽防腐性能好但易碎,不是理想材料。使用耐腐蚀的低合金钢Corten钢管提高了使用寿命,但仍有腐蚀和堵灰现象,运行时间一长也得更换。近年来,国内有些电厂燃用含硫量很高的煤,在空气预热器低温段用搪瓷管代替普通碳钢管,取得了良好效果,是较理想抗腐材料,但搪瓷管难以加工,因此只能做成光管的形式,难以翅片化,不符合本工程的实际情况。美国己经发现添加Cu的耐大气腐蚀钢,它对耐硫酸露点腐蚀是有效果的。日本于1960年在耐大气腐蚀钢的基础上研究了关于合金元素对硫酸露点腐蚀性能的影响,进而开发出优质的耐腐蚀钢。我国用含Cu的钢中加人Sb研制的ND钢,其耐酸腐蚀效果优良,可减缓腐蚀速度,延…
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